ku平台官方网站|报告：我国2020年全社会用电量将达7.54万亿千瓦时

本文摘要：近日，中国煤炭消费总量掌控方案和政策研究项目（全称煤控研究项目）在京举行中国电力发展形势分析研讨会。来自中国电力企业联合会、国家发改委能源研究所、国网能源研究院、国家电力投资集团等单位的多位专家指出，2019年全国用电很难之后维持2018年的高速快速增长形势，未来用电市场需求快速增长不会更进一步减少。同时，新能源电力供应外侧的平价网际网路迅速就不会到来，3-5年将不会构成对煤电的大规模替代，煤电的竞争力不会更进一步的减少。

近日，中国煤炭消费总量掌控方案和政策研究项目（全称煤控研究项目）在京举行中国电力发展形势分析研讨会。来自中国电力企业联合会、国家发改委能源研究所、国网能源研究院、国家电力投资集团等单位的多位专家指出，2019年全国用电很难之后维持2018年的高速快速增长形势，未来用电市场需求快速增长不会更进一步减少。同时，新能源电力供应外侧的平价网际网路迅速就不会到来，3-5年将不会构成对煤电的大规模替代，煤电的竞争力不会更进一步的减少。

该会议将公布了由华北电力大学编写的《十三五电力煤控中期评估与后期未来发展》（以下全称报告）。报告预计2020年全社会用电量将超过7.54万亿千瓦时左右。融合对其他电源装机及利用率的预测，预计2020年发电煤炭消耗量将为13.2亿吨标煤左右并超过峰值。

报告最后针对十三五后期煤控形势明确提出了一系列政策建议。报告在分析2018年全国全社会用电量快速增长8.5%时认为，新旧动能切换夹住全社会用电量快速增长4.4%，电能替代夹住全社会用电量快速增长2.4%，温度出现异常和污染管理分别夹住全社会用电量快速增长1.2%和0.5%。报告指出，电力如此高速快速增长不具备可持续性。2019年第一季度全社会用电量增长速度同比仅有快速增长5.5%，增速比去年同期回升4.3%，早已印证了这一点。

2019-2020年的电力增长速度则主要各不相同原有动能和新的动能的切换，即高耗能行业退坡速度和现代服务业的增长速度。报告指出2020年全社会用电量将从2018年的6.84万亿千瓦时减少到7.54万亿千瓦时，十三五期间年均用电增长速度5.8%。报告同时对十三五电力规划不作了中期评估。

电力十三五规划明确提出2020全国发电装机容量20 亿千瓦，年均快速增长5.5%。截至2018年底，全国全口径发电装机容量19亿千瓦，十三五前三年发电装机年均快速增长7.6%。报告认为，根据近年来电源发展趋势尤其是可再生能源的投产规模，若十三五后期之后维持7.6%的年均装机增长速度，则2020年全国发电装机容量将超过22.2亿千瓦，远高于规划目标。其中，煤电、常规水电（不含抽水机蓄能）装机容量与规划目标保持一致；气电由于价格和气源供应等问题、核电由于工期延后，预期装机量将高于规划目标。

累计到2018年底，水电装机3.5亿千瓦（不含抽水机蓄能），已完成规划目标92.1%；火电装机11.4亿千瓦（不含煤电10.1亿千瓦，已完成规划目标91.8%、气电8330万千瓦，已完成规划目标75.7%）；核电装机4466万千瓦，已完成规划目标77.1%；并网风电装机1.8亿千瓦，已完成规划目标85.7%；并网太阳能发电装机1.7亿千瓦，远超过规划目标54.6%。根据评估结果，报告建议对十三五规划目标展开必要调整，将太阳能、风电规划装机容量提高至2.7亿千瓦和2.3亿千瓦，气电、核电规划装机容量降到1亿千瓦和5500万千瓦，其他电源规划装机恒定。此外，2018年非化石能源发电量占到总发电量比重已约29.6%，若十三五后期三弃问题更进一步提高，则2020年非化石能源发电量比重未来将会提高至32%-34%，远超过十三五规划31%的目标。在煤电方面，报告认为，2017年现役煤电机组平均值供电煤耗已降到309克标煤/千瓦时，提前完成了十三五规划310克标煤/千瓦时的目标。

但报告同时指出，由于超低和洗手高效改建已基本已完成，考虑到现役装机的极大基数，后两年新的投产高效率机组带给的效率提高空间比较受限。报告估计2020年电力行业煤炭消费量将从2018年的12.6亿吨标煤快速增长到（电力市场需求7.5万亿千瓦时）13.2亿吨标煤，这一数字低于十三五规划（电力市场需求7.2万亿千瓦时）下的12.3亿吨标煤和电力规划设计总院规划情景（电力市场需求7.4万亿千瓦时）下的12.9亿吨标煤。报告认为，新旧动能切换、经济的高质量发展和清洁能源的较慢发展不利于我国十三五后期的电力煤控工作。即便在低快速增长情景下的7.5万亿千瓦时，电力行业煤耗也将于2020年达峰（13.2亿吨），之后将正处于平台期，并随着煤电定位调整和发电效率小幅提升而呈圆形较慢上升趋势。

对于电力行业的煤控工作，报告指出未来必须做如下几点：（1）持续前进煤电供给侧改革，构建煤电高质量发展（2）提高能效水平，强化市场需求外侧管理；（3）持续深化电力体制改革，加快前进电力市场化建设；（4）增进可再生能源消纳，推展可再生能源平价网际网路，加快提升可再生能源发电份额。

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